Отчет по практике в НГДУ «Оханефтегаз»

Федеральное агентство по образованию и науке  РФ

 

 

 

 

 

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

(наименование специальности)

 

 

 

(фамилия, имя, отчество  студента)

 

Заочное отделение       курс         шестой          .

 

шифр        130503         .

 

 

ОТЧЕТ

 

по                квалификационной (стажировке)                               практике

на ___________________________________________________________

(наименование предприятия)

 

 

Руководитель практики от филиала

 

____________________  ___________________________ 

             (должность)                                             (подпись)                                            (и.о.ф.)

 

Руководитель  практики от предприятия

 

____________________   ___________________________ 

             (должность)                                             (подпись)                                            (и.о.ф.)

 

М.П.

 

 

Решение комиссии от              «______» ____________________2010г.

признать, что отчет

выполнен  и защищен с оценкой «_____________________________»

 

 

Члены комиссии

 

_____________________          ___________________________      ____________________

_____________________          ___________________________      ____________________

_____________________          ___________________________      ____________________

(должность)    (подпись)    (и.о.ф.)

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Общие сведения о предприятии.

 

Основа экономического потенциала Охинского района – топливно-энергетический комплекс. Его базовое предприятие  – нефтегазодобывающее управление «Оханефтегаз», входящее в структуру ОАО «НК «Роснефть» - Сахалинморнефтегаз».

История предприятия НГДУ «Оханефтегаз»  началась с разработки месторождения  Оха в 1923 году. С 1923 по 1928 годы Охинское месторождение разрабатывает Япония по концессионному договору. С 1928 по 1944 годы разведку и разработку месторождения осуществляли совместно трест «Сахалиннефть» (образованный в 1927 году) и японский концессионер.

В 1944 году договор с Японией был  расторгнут, и с этого периода  разработку Охинского месторождения продолжает объединение «Сахалиннефть», причем Охинский нефтепромысел входит в различные годы в состав различных подразделений:

1944-1955 годы – Охинский нефтепромысел (в разработке месторождения Центральная Оха);

1955-1958 годы – Охинский укрупненный нефтепромысел, входящий в состав Нефтепромыслового управления «Эхабинефть» (в разработке месторождения Центральная Оха, Северная Оха, Некрасовка, Южная Оха, Колендо – до 1965 года);

1968-1971 годы – Нефтепромысловое управление  «Оханефть» (в разработке месторождения Центральная Оха, Южная Оха, Некрасовка);

1971-1979 годы – НГДУ «Колендонефть» (в  разработке месторождения Центральная  Оха, Северная Оха, Южная Оха);

1979-1981 годы – Базовое предприятие  Производственного объединения  «Саханефтегаздобыча», входящего в состав Всесоюзного промышленного объединения «Сахалинморнефтегаз» (в разработке месторождения Центральная Оха, Северная Оха, Южная Оха);

1981-1988 годы – НГДУ «Севенефтегаз» (в  разработке те же месторождения). НГДУ «Оханефтегаз» ведет свою работу на 17 нефтяных и газовых месторождениях, расположенных в Охинском районе.

В 1988 году ПО «Оханефтегаздобыча» и ВПО  «Сахалинморнефтегаз» преобразуется  в ПО «Сахалинморнефтегаз», а НГДУ «Севернефтегаз» - в НГДУ «Оханефтегаз», в состав которого опять входит месторождение Колендо. На старых нефтяных месторождениях, которые расположены на суше, начато внедрение технологии гидроразрывов пласта, что позволяет увеличивать дебиты скважин.

 

 

1. Теоретическая часть

 

1.1.Структура предприятия «Оханефтегаз»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2. Краткая геологическая характеристика месторождения

 

Общие  сведения о месторождении. Месторождение Тунгор открыто в 1958 году в 28 км южнее г.Охи. В орографическом отношении антиклинальная складка расположена на границах двух морфологических зон: восточной, приподнятой, выраженной в виде меридианальной гряды Восточно-Сахалинского хребта, и западной, представленной более пологими и пониженными формами рельефа. Максимальные абсолютные отметки в восточной части достигают 120 метров. Своду складки соответствует пониженная зона рельефа с абсолютными отметками, не превышающими 30-40 м.

Гидрографческая сеть района развита  слабо. Следует отметить наличие  двух местных водосборных бассейнов – озера Тунгор и Одопту, имеющих тектоническую природу. Ряд мелких ручьев и речек протекает по площади. Долины их заболочены, расход воды неравномерен. Непосредственно вблизи месторождения расположен поселок Тунгор, который связан с городом Оха дорогой протяженностью 28 км.

Климат района холодный, зима продолжительная, снежный покров ложится в ноябре и сохраняется до мая. Тайфуны  зимой приносят метели, летом –  обильные дожди. Ветер достигает 30м/сек. Лето короткое, дождливое. Среднегодовая температура – 2,5.

Стратиграфия. Разрез отложений Тунгорского месторождения представлен терригенными песчано-глинистыми породами неогенового возраста. Вскрытый наиболее глубокими скважинами комплекс образований разделен (снизу-вверх) на дагинскую, окобыкайскую и нутовскую свиты.

Дагинская свита. Максимальная вскрытая мощность в скважине № 25 – 1040м. Граница  между дагинской и окобыкайской свитации проводиться по кровле XXI-го горизонта. Дагинские отложения подразделены на горизонты XXI – XXVI.

Сложены они преимущественно песками и песчаниками светло-серыми, серыми, разнозернистыми, алевритоглинистыми породами.

Аргиллиты темно-серые, до черных, трещиноватые, оскольчатые, сверху – песчано-алевристые, слюдистые, содержат обуглившиеся растительные остатки. Породы характеризуются повышенным содержанием кремнезима.

Окобыкайская свита. Граница между  отложениями Нутовской и Окобыкайской свит условно проведена на подошве 3-его пласта. Мощность свиты достигает 1400м. Обломочные породы представлены песками, глинами и их промежуточными и сцементированными разностями. Верхняя половина разреза свиты характеризуется устойчивостью осадконакопления, появляющейся при анализе мощностей. Повсеместная прерывистость пластов III – XII, резкие литолого-фациальные замещения затрудняют локальную корреляцию разреза отдельных скважин, предопределяют условность проводимого контакта нутовских и окобыкайских отложений.

Пески и песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, глинисто-алевритовые  с галькой и гравием. Алевриты и алевролиты светло- и темно-серые, глинисто-песчаные. Глины и аргиллиты темно-серые, песчанистые, алевритистые и трещиноватые. Глинисто-песчаный комплекс нижне-окобыкайской толщи включает в себя основные нефтяные и газовые залежи.

Нутовская свита. Повсеместно распределена по площади, в своде складки обнажаются средненутовские породы. Общая мощность превышает 1000м. Если в нижней части  разреза можно проследить отдельные песчаные пласты (III, II, I, М), то выше вскрывается сплошной песчаный комплекс с маломощными глинистыми пропластками. Песчаные породы серые, светло-серые, рыхлые, мелко-зернистые и разнозернистые с рассеянной галькой и гравием. Глины темно-серые, песчано-алевритовые, слюидистые с включениями обуглившихся растительных остатков.

Тектоника. Тунгорская складка входит в состав Эхабинской антиклинальной зоны, расположенной в районе северо-восточной крайней части острова.

В пределах антиклинальной зоны выделено девять антиклинальных структур, группирующихся в две антиклинальные ветви –  Охинскую и Восточно-Эхабинскую.

Тунгорская антиклиналь расположена  на нижнем окончании Восточно-Эхабинской зоны и по ряду особенностей строения отличается от других складок. От соседних структур – Восточно-Эхабинской на востоке и Эхабинской, примыкающей  с севера она отличается небольшой погруженностью, меньшей контрастностью, отсутствием разрывных нарушений.  По плиоценовым отложениям, развитым на поверхности, складка представляет собой брахиантиклиналь меридианального простирания.

По кровле XX горизонта складка простирается в меридиональном направлении, крылья ее почти симметричны. Углы падения пород на западном крыле изменяются в пределах 8-9 градусов, на восточном – более крутом, достигают 12-14. Погружение пород в южном направлении пологое, под углом 3-4, на северной переклинале отмечается флексуообразное сгущение изогипс и более крутое погружение шарнира (угол падения 6 -7).

Нефтеносность. В 1958 году скважинной первооткрывательницей установлена промышленная нефтеносность XX горизонта. В 1961 году открыта нефтяная залежь XX горизонта при испытании скважины № 28. К настоящему времени на месторождении Тунгор доказана продуктивность трех нефтяных горизонтов (XXI, XX и XX) и десяти газовых. В разрезе месторождения Тунгор наблюдается широкий диапазон продуктивности и соблюдение вертикальной зональности в распределении залежей: вверх по разрезу нефтяные залежи сменяются газоконденсатными, далее чисто газовыми. Морфология природных резервуаров месторождения Тунгор вильной формы, соответственно ловушки залежей нефти и газа будут относится к пластовым сводовым и большинство из них частично литологически экранированные.

1.3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пласта

Применение методов поддержания  пластовых давлений при разработке залежей нефти (законтурное и  внутриконтурное заводнение, закачка в повышенные части пласта газа или воздуха) позволяет наиболее рационально использовать естественную пластовую энергию и восполнять ее, значительно сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти. И тем не менее баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50-70%.

В настоящее время известно и  внедряется большое число методов  повышения нефтеотдачи пластов. Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетательным в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии. Все методы повышения нефтеотдачи можно разделить на гидродинамические, физико-химические и тепловые.

Гидродинамические методы повышения  нефтеотдачи пластов.

При применении этих методов не изменяется система расстановки добывающих и нагнетательных скважин и не используется дополнительные источники  энергии, вводимые в пласт с поверхности для вытеснения остаточной нефти. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи функционируют внутри осуществляемой системы разработки, чаще при заводнении нефтяных пластов, и направлены на дальнейшую интенсификацию естественных процессов нефтеизвлечения. К гидродинамическим методам относят циклическое заводнение, метод переменных фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости.

Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.

Это способствует внедрению воды в  зоны пласта, ранее не охваченные воздействием. Циклическое заводнение эффективно на месторождениях где применяется обычное заводнение, особенно в гидрофильных коллекторах, которые капиллярно лучше удерживают внедрившуюся в них воду. В неоднородных пластах эффективность циклического заводнения выше, чем обычного заводнения. Это обусловлено тем, что в условиях заводнения неоднородного пласта остаточная нефтенасыщенность участков пласта с худшими коллекторскими свойствами существенно выше, чем основной заводненной части пласта. При повышении давления упругие силы пласта и жидкости способствуют внедрению воды в участки пласта с худшими коллекторскими свойствами, капиллярные же силы удерживают внедрившуюся в пласт воду при последующем снижении пластового давления.

Метод перемены направления  фильтрационных потоков. В процессе проведения заводнения нефтяных пластов, особенно неоднородных, по традиционным схемам в них постепенно формируются поле давлений и характер фильтрационных потоков, при которых отдельные участки пласта оказываются не охваченными активным процессом вытеснения нефти водой. Для вовлечения в разработку застойных, не охваченных заводнением зон пласта необходимо изменить общую гидродинамическую обстановку в нем, что достигается перераспределением отборов и закачки воды по скважинам. В результате изменения отборов (закачки) меняются направленность и величины градиентов давления, за счет чего на участки, ранее не охваченные заводнением, воздействуют более высокие градиенты давления, и нефть из них вытесняется в заводненную, проточную часть пластов, чем и достигается увеличение нефтеотдачи. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин.